健全多层次统一电力市场体系

“目前，我国电力市场建设进入加速推进的新阶段，电力市场建设面临三大挑战，要从健全多层次市场体系、完善市场体系功能、健全交易机制等几个方面开展工作。”近日，北京电力交易中心主任史连军阐述了他对电力市场建设面临挑战及推进路径的详细见解。

电力市场运行特点

“从去年下半年以来，我国电力市场出现新变化，电力市场运行出现了新的特点。”史连军总结了当前我国电力市场运行的基本特点。

一是市场主体数量显著增加。2021年10月以来，国家电网有限公司（以下简称“国家电网”）经营区域内市场主体数量相应大幅增长，新增市场主体超过14.5万家。随着全部工商业用户进入市场，今年的市场主体数量还将继续增长。

二是从电量规模看，交易规模出现跃迁式增长。随着全部工商业用户进入市场，市场交易电量规模大幅增加，各省月度直接交易电量总体规模环比增加超1200亿千瓦时。据测算，2022年电力市场化交易占比将从50%左右提高到75%左右。随着发用电计划进一步放开，用电侧基本实现“应放尽放”。

三是从价格来看，交易电价随一次能源价格波动。自去年下半年以来，我国市场电价逐月走高，中长期市场价格从去年10月开始上升，今年1月达到了0.4元/千瓦时，上浮比例约20%，初步实现了一次、二次能源的价格传导和政策预期目标。从现货市场来看，现货市场价格先升后降，基本与燃煤发电变动成本变化同步。

四是新能源市场化交易规模逐步增长。去年，国家电网经营区域内累计消纳新能源电量7569亿千瓦时，同比增长38.7%，新能源利用率超过97%。其中，新能源市场交易电量2314亿千瓦时，占比30.5%，较2020年提高4.2个百分点。今年一季度，新能源市场电量占比同比增长12个百分点，达到约38%。

五是全网统一平衡特征更加凸显。电网公司代理购电工作平稳实施。自去年12月以来，国家电网经营区域内各省级电网公司开展首次代理购电交易。去年12月和今年1月，国家电网经营区域内代理工商业用户售电量分别达到1420亿千瓦时和1216亿千瓦时，分别占总售电量的32%和26%。

六是从交易组织情况来看，年度中长期交易出现惜售现象，短期灵活交易需求大幅上升。受供需形势变化和一次能源波动等因素影响，市场主体对较长周期电力交易的谨慎度明显提高。与此同时，购售双方对短期灵活交易需求大幅上升。

七是绿电购买需求大幅度增长。去年9月，在国家发展改革委指导下，北京电力交易中心组织开展了绿色电力交易，2021年累积开展绿电交易75.21亿千瓦时。目前，与用户侧购买需求相比，发电侧呈现供给不足的问题，主要原因是目前平价新能源电量总体规模较小，带补贴的新能源机组暂未参与绿电交易。

市场建设面临的三大挑战

“统筹考虑当前电力市场建设实际进展和实践中呈现的新趋势，下一步电力市场建设将面临三大挑战。”史连军表示。

第一大挑战是如何适应供需形势新变化。从整个电力系统平衡角度看，要发挥好火电机组保障作用。未来火电机组的发电量将逐步降低，但调节作用则越来越突出。但是，目前火电企业仍在用发电量、设备利用小时数等指标来判断自身经营状况或进行投入，这种经营模式已不可持续。当下，火电企业需研究市场转型期自身市场地位的变化，以及在新的市场定位中如何实现盈利。

第二大挑战是如何通过市场机制承接新能源的大规模接入。新能源的主要特征是低边际成本、高系统成本、出力高波动性、高随机性和高不可预见性。由于上述特性，决定了新能源参与市场交易后，电力市场机制和价格体系都需重新设计。

第三大挑战是如何保障电力价格稳定。“双碳”目标下，各类电源功能定位的变化造成电力商品价值的精细化和差异化，亟需对电力市场价值体系进行细分。在电能量价值的基础上，进一步细分出电力容量价值、调节价值和绿色价值，有助于通过价格信号促进系统主体进一步明确分工，促进火电机组提高灵活性和供电保障基础能力，提升系统调节能力。同时要进一步发挥好中长期交易压舱石作用，促进中长期交易足量签约，稳定市场价格预期，平抑电力价格波动。

电力市场建设重点

针对以上种种问题和挑战，史连军认为，未来电力市场建设重点要从健全多层次市场体系、完善市场体系功能、健全交易机制等几方面开展工作。

第一，要以系统化思维开展电力市场设计，健全多层次统一电力市场体系。从当前电力市场建设运营实际看，不同品种、不同周期、不同范围的市场之间相互耦合、彼此影响，市场建设呈现“牵一发而动全身”的特点，要避免“头痛医头，脚痛医脚”。实际工作中，要强化电力市场的顶层设计，以系统思维构建市场体系，绘制市场建设的“施工图”和“路线图”，统筹推进市场建设。

第二，现阶段需要坚持和完善“统一市场、两级运作”的市场建设路径。有序推动新能源进入市场。随着新能源发电量不断提高，需要从市场机制和政策体系上做好新能源市场化消纳的承接。在机制设计上，不断完善新能源参与市场的交易组织方式、价格机制以及配套衔接机制，做好绿色电力交易与绿证、可再生能源消纳责任权重等方面的衔接，通过高耗能用户最低绿电消费比例等政策，进一步促进新能源消纳。

第三，逐步推动各类主体参与市场。明确市场准入标准，规范准入流程，推动包括抽蓄、储能、可调负荷资源、分布式能源和新能源汽车等灵活性调节资源，以独立主体或聚合商模式参与市场。发挥好新兴市场主体灵活调节优势，推动其参与辅助服务市场、调节容量市场和需求侧响应，与新能源电源高效互动。针对以自平衡的差额部分参与市场，与全额直接参与市场等不同模式，积极开展研究分析，探索适应我国市场建设的新兴主体参与市场模式。

第四，深化开展中长期市场连续运营。充分发挥中长期市场在稳定基础供需、稳定价格水平方面的重要作用。在现货市场建设方面，要发挥好现货市场实时调节供需的重要功能，尽快推动省间现货市场正式运行，形成“省间+省内、中长期+现货”的市场完整体系，同时积极推动省级现货市场建设，按照双边交易的要求逐步推动用户侧参与现货市场，促进发用两侧协同互动。

第五，深化辅助服务市场建设，建立容量补偿机制和容量市场，进一步完善电力市场价格形成和传导机制，强化多时间尺度市场平衡机制。未来，要充分考虑到全品种、全空间、全时间段，细化设计平衡市场，推动市场主体在各时间尺度、空间范围内通过平衡机制有效互动，形成一个完整的交易体系，保证新能源消纳和新型电力市场建设。(时  下)